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Contratos largo plazo: las eléctricas si con sus grandes proveedores pero no con sus grandes clientes. ¿Es que las eléctricas no necesitan “apoyarse” en el futuro de clientes potentes individualizados?. Parece que no.

Recientemente hemos sabido que algunas de las principales eléctricas españolas están estableciendo contratos a 20/30 años con proveedores de gas licuado americano, todavía no operativos pero si en el entorno de 2018. A mi me parece una apuesta excelente, no porque el concepto contrato gas largo plazo sea nuevo, sino por la lógica de dar salida al shale gas americano, hoy muy barato.

Es decir, nuestras eléctricas, con toda lógica, se preocupan de garantizar su futuro contando con suficiente control sobre la evolución de sus factores fundamentales, tanto cantidad como  coste, pero lógicamente esto también lo necesitan sus grandes clientes, sobre todo aquellos para los que la electricidad es factor clave de coste y competitividad y que también invierten a largo plazo. Pero en España la industria básica lleva años reclamando contratos bilaterales largo plazo, la última vez en el Foro AEGE del pasado mayo, en el que todos los ponentes industriales, representantes de multinacionales de diversos sectores, volvieron a insistir en la necesidad de electricidad “competitiva y visible” a largo plazo mediante indexaciones a parámetros energéticos internacionales, porque ambas condiciones son necesarias para que sus matrices puedan optar por España a la hora de decidir inversiones.

Lo que voy a intentar hoy es repasar la situación de los precios de mercado a los que se tienen que “atar” las empresas españolas, para acabar con reflexiones y alguna sugerencia. Los datos serán de Platts, Omie y Omip.

Una reflexión previa:Toda empresa necesita presupuestar su año siguiente, y establecer previsiones coherentes para los siguientes cinco, por ejemplo, y más si es industria básica con inversión permanente y retorno largo, luego sus factores de coste fundamentales tienen que poder predeterminarse con razonable seguridad, y más si responden a condiciones locales, como es en nuestro caso la electricidad. De ahí la necesidad de la industria básica de  contar con electricidad previsible a largo plazo tanto en disponibilidad como en precio.

Los precios “año siguiente” en Alemania, Francia y España: La información es de Platts, el mercado es OTC y corresponde al precio base y contrato año siguiente, con formato medias mensuales desde 2002. Como se ve España

Imagen3va un poco a su aire, al principio plana y cara por los compromisos de precio máximo derivados de los Costes de Transición a la Competencia, después se “pega” a los precios alemán y francés, aprovechando la subida, a partir de 2007 se sitúa por debajo, probablemente por la presión de las renovables y desde mediados 2012, hace ya dos años, los tres mercados se divorcian, Alemania apuntando a 35 €/MWh, Francia a 42 y España en 50, a pesar de que las renovables han crecido. ¿Alguna explicación para este divorcio?¿Responde al peso de las tecnologías, el carbón en Alemania y la nuclear en Francia, y el aislamiento en España?¿Existiría ese divorcio en un auténtico mercado UE?. Lo que si se es que los contratos bilaterales proveedor-cliente industrial son más que normales en Francia y Alemania, pero aquí no.

Los precios pool en España comparados con Platts y OMIP año siguiente: Los datos siguen siendo “baseload” contrato año siguiente y del precio pool diario, y el formato medias anuales correspondientes al año de consumo. Por 5eso OMIP, curva guiones, empieza en 2008 con los datos de contratación de un año antes, cuando empezó. He añadido a los precios OMIP los Platts, curva amarilla  porque, como se comprueba, son plenamente coincidentes, con lo que tenemos un periodo un poco más amplio, 11 años, para comparar la relación precio spot-precio a plazo, ambos muy variables año a año respecto de si mismos y comparados con el otro. Para evaluar esas diferencias he preparado el siguiente cuadro, que recoge los precios medios por periodos de consumo. La diferencia 2008-2013 a favor de nuestro pool respecto de OMIP año siguiente, casi un 10%, parece ir en contra de la demanda de contratos bilaterales largo plazo, pero debemos recordar dos cosas, que el contrato año siguiente no es ni de lejos un contrato largo plazo, y que en productos con larga vida liImagen6beralizada y globalizada la experiencia demuestra que los precios a muy corto plazo oscilan al alza y a la baja alrededor de la línea base de tendencia largo plazo y la media de valores spot en periodos amplios tienden a coincidir con esa línea de tendencia, pero nunca resultando sistemáticamente inferiores. En todo caso, lo que no es lógico es que una empresa para la que la electricidad es determinante tenga que presupuestar su flujo de caja sabiendo que se equivocará, porque el precio eléctrico puede duplicarse o dividirse por dos de un año para otro.

La variación interanual de los precios OMIP: Los datos utilizados en el gráfico y cuadro anteriores responden a la media anual de los valores diarios, pero eso no es lo que paga el cliente, que normalmente no contrata todos los días sino, por ejemplo, una vez al año para un consumo comprometido para el año siguiente, y aquí aparece otro problema, 4que es que los precios que se definen cada día son muy diferentes dentro del año. Para visualizarlo he preparado otro gráfico,  que recoge los máximos y mínimos de cada año de los precios OMIP contrato año siguiente, además del precio medio, y pregunto: ¿Tiene el comprador información transparente que le permita saber si esta en época de precios caros o baratos?. Yo creo que no, con lo que un industrial se puede encontrar que ha contratado para todo el año siguiente electricidad hasta un 40% más cara que su competidor, que tuvo suerte y acertó en el momento. Solución, ¿comprar todos los días la parte que toque, para asegurar por lo menos el precio medio anual? No es lógico.

Conclusión: Creo que está claro que los mercados OMIE y OMIP no garantizan “competitividad previsible a largo plazo” del precio eléctrico en España porque oscilan demasiado y por motivos coyunturales, y que las multinacionales de empresas intensivas lo necesitan para seguir invirtiendo en nuestro país ya que si lo encuentran en otros países cerca y lejos de nuestro entorno, luego es imprescindible desarrollar fórmulas contractuales que resuelvan ese problema, sabiendo que la isla eléctrica no ayuda.

¿Cómo?: Del principio de mi vida profesional, años 80, recuerdo que los siderúrgicos japoneses, país claramente importador, y los mineros brasileños, claramente excedentarios, se reunían cada equis tiempo para pactar las condiciones de contratación del mineral de hierro, y que los resultados servían de referencia para el resto del mundo. Partiendo de ese recuerdo y de la realidad de que las eléctricas grandes y la industria básica tienen experiencia más que suficiente de contratación a largo plazo de sus materias primas y productos finales, se me ocurre proponer que la CNMC prepare un grupo de trabajo que integre expertos de los dos lados y con el encargo firme de consensuar y desarrollar condiciones contractuales marco que conduzcan a una electricidad española competitiva y previsible a largo plazo y, si se detectan medidas legales necesarias para hacerlo real y útil, que el Ministerio se encargue de desarrollarlas. Seguro que hay mil fórmulas más, pero yo propongo esta porque sigo convencido de que, en estas cosas, todo es mejor a partir del acuerdo entre grandes proveedores y grandes consumidores con experiencia.

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La CNMC no ha encontrado “manejos” en la subasta CESUR de diciembre, pero está claro que hay que cambiar el sistema de determinación de los precios domésticos

Si en mi último trabajo volvía a insistir en que el mercado eléctrico necesita una revisión profunda, un par de semanas después el Ministerio anuló el resultado de la subasta CESUR, la fórmula de mercado que determina el precio de la electricidad que yo consumiré durante el siguiente trimestre porque, esta vez, el precio resultante fue demasiado alto. La Comisión Nacional de Mercados y Competencia no ha encontrado acuerdos previos, colusión, luego el problema hay que buscarlo en el sistema, el procedimiento, para fijar el precio CESUR.

Y en este trabajo lo que pretendo es intentar explicar qué hay debajo de la subasta CESUR y qué pudo motivar ese precio de casi 62 €/MWh para, al final, atreverme a sugerir que hay que volver a fórmulas basadas en costes reales de producción para fijar los precio de la luz, o por lo menos utilizarlos como referencia de partida para las subastas a la baja, porque cada vez está más claro que las subastas a pelo no funcionan en el producto-servicio electricidad.

Clientes y ofertantes en las subastas CESUR: Los clientes no son los consumidores, sino comercializadores eléctricos específicos CESUR, filiales de las eléctricas clásicas, pero que nunca me preguntan antes de cada subasta qué voy a hacer el trimestre que viene. No defienden a los consumidores en las subastas, simplemente acumulan las demandas probables de sus contratos, sabiendo que lo que compren el día de la subasta, precio incluido, se lo pagarán sus clientes a lo largo del próximo trimestre, porque esos clientes, el consumidor final, o lo acepta o se queda sin luz. Y desde la oferta, a la subasta acuden generadores clásicos e intermediarios, con los que se pretende incrementar el número de ofertantes, teóricamente para mejorar las condiciones procompetitivas. Pero si el resultado es que lo que aparecen son intermediarios, y no nuevos productores deseosos de ganar posición en las ventas de su producto, la fórmula en electricidad sirve para poco. ¿Por qué?

Por qué: El kWh es lo que es, sólo un paquetito de energía indiferenciable, que el intermediario no puede hacer más bonito, o con más prestaciones, ni yo puedo preferir formas o modelos. Es decir, el intermediario vende lo mismo que compra y, como no se almacena, tampoco puede competir a partir de un stock de producto barato comprado en otro sitio o en otro momento, y como estamos en una isla eléctrica, tampoco puede trasladar al consumidor español el resultado de un contrato fantástico en otro país. Dicho de otra manera, estamos hablando de organizaciones que, cuando toque “alimentar mi consumo” durante el próximo trimestre, tendrán que acudir necesariamente a los generadores españoles para conseguir la electricidad que ellos han intermediado en la subasta como vendedores de algo que no tienen. Eso si, como es lógico, de su intermediación buscan beneficios, pero como me venden lo mismo que compran, para conseguirlos no les queda más remedio que asegurarse de que el precio de la subasta, el que yo les pagaré durante tres meses, resultará superior al que ellos pagarán a los proveedores reales durante esos tres meses, y todo ello sin ningún riesgo de que yo decida no comprar electricidad salvo que haya muerto o desaparecido. No quiero llamarlo especulación, pero la realidad es la realidad, y pregunto ¿qué aporta realmente el intermediario CESUR al cliente eléctrico?

La realidad del las compraventas: Creo que hay que recordar que, como la electricidad no se almacena, es imprescindible un mercado totalmente líquido que garantice que cualquier, y toda, demanda eléctrica encontrará oferta suficiente a la hora que sea el día que sea, al precio marginal que resulte. Y esa responsabilidad es la que asume nuestro mercado pool, gestionado por OMIE. Contando con ello, el ofertante intermediario en la subasta CESUR, que no tiene capacidad para generar electricidad, acude como comprador al pool diario y esa electricidad comprada al precio pool es la que vende de forma instantánea al comercializador CESUR, el que ejerció de comprador el día de la subasta, que se la paga al precio CESUR, y este cierra el bucle alimentando mi consumo, porque es conmigo con quien tiene el contrato de tarifa TUR. Pero queda claro que a mi, el consumidor y cliente real, me han tenido totalmente al margen en todo el proceso de determinación del precio de “mi” electricidad.

Datos:  He preparado una información gráfica a partir de los precios CESUR, los precios  medios trimestrales de precios pool y el OMIP trimestre siguiente, para el que calculo la  media de cotizaciones del contrato trimestral inmediatamente posterior al mes en que se celebran las subastas CESUR. De esta forma, las fechas recogidas en los gráficos son las de los trimestres en los que se aplican los precios decididos el mes previo, en CESUR y OMIP, y los del trimestre corriente en el pool, y siempre para el contrato base, no el específico de las horas punta.  

La comparación precios CESUR y precios pool: El gráfico indica los precios de la subasta CESUR y el precio medio del pool durante el trimestre de aplicación de ambos, y se ve que en las 21 subastas, sin Imagen1contar la última, el precio medio trimestral del pool resultó inferior al precio CESUR aplicable ese trimestre 17 veces, y sólo cuatro, los  trimestres 2º 2009, 3º 2011 y 3º y 4º 2013, la cosa fue al revés, con los intermediarios pagando más de que comprometieron a cobrar.

Y tras esas pérdidas, si nos fijamos en los trimestres 3º de 2009 y 4º 2011, justo después de los trimestres en pérdidas, el precio CESUR sube bruscamente y el pool no, al revés. ¿Será para compensar las pérdidas previas?. Y si nos vamos al final de 2013, resulta que los precios pool fueron superiores a los aplicables CESUR durante dos trimestres seguidos, luego, ¿Puede ser que la razón de una subida tan fuerte, como señala la altura del punto rojo, el precio de la subasta de diciembre, es que tenían que recuperar la pérdida de dos trimestres seguidos? No quiero “jurar” que esa fue la única razón, pero lo que está claro es que para nada pensaron en los consumidores a la hora de optar por esa subida en la subasta. En un mercado real si sube de golpe un precio es porque falta oferta y/o presiona la demanda, pero hoy ese no es el caso ni del consumo doméstico español ni de nuestra capacidad de generación.

Lo que podrían ser precios “de referencia”:  Para tratar de tener un contraste, en el siguiente gráfico lo que hago es comparar el precio de la subasta CESUR que me toca pagar  con el precio de Imagen2futuros OMIP trimestre siguiente que antes he explicado. Es decir, en ambos casos precio medio durante el siguiente trimestre, y como la subasta CESUR normalmente tiene lugar en la tercera decena del mes que toca, los intermediaros que van a participar como vendedores saben ya por dónde van los tiros del mercado eléctrico para el siguiente trimestre. Y en el gráfico se comprueba que las dos curvas son prácticamente coincidentes en la mayoría de los trimestres. ¿Casualidad, o el mercado OMIP sirve de referencia para los precios de subastas CESUR la mayor parte de las veces? Pero… ¿y las diferencias?

Pues salvo la del 1er trimestre 2013, se producen tras los mismos trimestres en pérdidas a que antes hemos hecho referencia al comparar con los precios pool. ¿Otra casualidad? Y si volvemos a la subasta anulada, la de diciembre 2013 para precios aplicables el primer trimestre 2014, OMIP ya marcaba para ese trimestre una subida importante, del orden de 8 €/MWh respecto del anterior, pero la subasta CESUR casi duplicó esa cifra, para proponer una subida de casi 15 €/MWh, tras dos trimestres de pérdidas.

O sea, cabe pensar que la referencia OMIP se tiene en cuenta para fijar los precios CESUR, salvo cuando hay que compensar pérdidas. Es decir, los intermediarios parece que siguen pautas justificables, un mercado oficial de futuros, pero cuando les aprieta el zapato van por su cuenta sin pensar, para nada, en cuanto le aprieta el zapato al consumidor. ¿Es esto un mercado competitivo? Para resumir datos, a continuación reflejo los valores medios de los tres “Precios” desde el 4º trimestre 2008 a 4º trimestre 2013:

  • Subasta CESUR:             49,70 €/MWh
  • Precio OMIP:                   48,37 €/MWh
  • Precio pool:                      44,15 €/MWh

 Resumen: Para mi creo que ha quedado claro que todos esos intermediarios, aunque  compitan entre si, necesitan todos un precio de subasta superior al medio del pool del trimestre siguiente para que su gestión rinda beneficios, diferencia que yo tendré que pagar siempre aunque lo que me vendan sea lo mismo que mi teórico representante, la “comercializadora  CESUR”, podría haber comprado directamente en el pool. No estoy planteando esto como solución, porque los precios pool varían mucho mes a mes, y día a día, y el precio de la luz estaría todos los días en los titulares, pero me pregunto: ¿por qué tengo que pagar esa diferencia sin nada a cambio?. Planteado más en profundidad: si, al final, todo sigue consistiendo en que son los eléctricos de toda la vida los que me siguen garantizando la electricidad todos los días, ¿para qué tanto intermediario?. ¿De verdad aportan esa competencia real traducida en menores costes para el cliente?.¿De verdad colaboran en un sistema eléctrico cuyos precios finales, siendo competitivos, garantizan las inversiones suficientes?

Reflexiones y propuesta: No es la primera vez que en este blog he planteado que la electricidad es un producto singular que los gobiernos no acaban de “soltar” al mercado, y que los mercados eléctricos ni inducen las tecnologías más eficientes ni garantizan inversión a largo plazo, y que los clientes eléctricos no pueden jugar de verdad en esos mercados porque son cautivos, porque la compra de electricidad no se puede posponer tirando de stocks ni se puede traer de cualquier sitio del mundo.

Y pregunto: ¿por qué, en estas condiciones, nos seguimos empeñando en que sea unos mercados eléctricos ineficientes los que den referencia de precio a unos agentes de mercado que no van a aportar nada más que sobrecostes?. Y propongo: ¿Por qué el precio de referencia para la tarifa doméstica no se establece a partir de un análisis de coste a largo plazo del sistema, con los parámetros necesarios en función de los horarios de consumo, los costes de las energías primarias, los costes del sistema, las pérdidas, compensaciones interanuales, etc?. ¿Quién lo estudia y propone? Los equipos técnicos del Ministerio o de la CNMC. Y para los que sólo se fían del mercado, un recuerdo histórico: en las condiciones “marco estable”, las vigentes en España hasta la liberalización, en España el sector eléctrico superó varias crisis y se mantuvo fuerte, y nuestras tarifas acabaron situadas entre las mejores de Europa, luego los funcionarios responsables supieron hacer bien su trabajo.

Y ¿a quién se presenta esa referencia de precios largo plazo? Pues a los proveedores eléctricos, todos, en una subasta a la baja para que cada uno exprima sus posibilidades de coste respecto de la propuesta, para ganar ese golosísimo segmento, ya que el consumo doméstico supone en España un 30% del consumo total, y los clientes TUR, perdón, ya CVPC (Contrato Voluntario del Pequeño Consumidor) todavía suponen el 60%. Es decir, utilicemos todas las experiencias de que disponemos, dedicando a identificar un precio coherente con los costes y su evolución a los que ya han demostrado que tienen en la cabeza a los clientes y a los proveedores a la vez, y que saben analizar costes de generación, transporte, distribución y sistema, y los expertos en subastas planteándolas a la baja partiendo de esa referencia. Es decir, a la vez lógica, información técnica y respeto simultáneo a proveedores y clientes, para definir la base, y competencia para mejorarla.

Los precios del pool de la primera quincena de octubre. Es imprescindible que la reforma eléctrica revise en profundidad lo que ahora llamamos mercado.

No es la primera vez que hablamos de esto, pero lo que ha ocurrido estos días con los precios del pool, y las justificaciones que se han dado, merecen un repaso. Sabemos que la nueva CNMC ha recibido el encargo del Ministerio de estudiar la situación, lo que me parece correcto, y en estas líneas voy a intentar demostrar que la demanda no ha tenido nada que ver con el subidón de precios de la primera quincena de diciembre, para acabar con otra reflexión sobre la necesidad de reconocer que el mercado eléctrico necesita un rediseño para que el juego oferta-demanda tenga el peso que tiene que tener para que podamos hablar de un mercado real.

Para partir de datos, y no de sensaciones, he utilizado datos de REE y de OMEL para poder comparar demandas y precios en un periodo que abarca las dos primeras semanas completas a partir del primer lunes de diciembre 2012 y 2013. Los datos de calendario no coinciden por uno día de diferencia, pero lo que buscamos son periodos coherentes para comparar curvas de demanda y precios que incluyan los mismos fines de semana en el periodo analizado. 

Los precio pool: Para empezar por el principio, el siguiente gráfico recoge los precios máximos y 2mínimos de cada día, durante el periodo indicado, a partir de la información OMEL He utilizado los precios máximos y mínimos de cada día para luego compararlos con las demandas, también máxima y mínima de cada uno esos días. De un vistazo, está claro que los precios pool máximos y mínimos de las dos primeras semanas de diciembre 2013 son claramente superiores a los del mismo periodo del año anterior, de una forma más “lineal” los máximos, y más alocada los mínimos.

La demanda de potencia: Y ahora veamos con ha evolucionado la demanda comparada, también a 1partir de los máximos y mínimos diarios de la potencia demandada a nivel peninsular durante esas dos semanas, con las puntas de demanda de cada día en invierno en el entorno de las 8 de la tarde y las demandas mínimas alrededor de las 4 de la madrugada, horas normalmente cubiertas por los precios máximos y mínimos del pool, con lo que podremos explicar las diferencias tan sensibles en los precios máximos y mínimos de cada día, dadas las diferencias importantes en las potencias máxima y mínima demandada.

Y los datos ya están claros. Las demandas máxima y mínima de las dos primeras semanas diciembre 2013 son prácticamente idénticas a las del mismo periodo 2012, tanto en forma como en nivel, luego la demanda tiene responsabilidad nula en el alza de los precios diciembre 2013, salvo que alguien piense que había que apagar España para mantener los precios eléctricos.

Para cuantificar las cosas, he preparado el cuadro adjunto, que recoge los valores medios de esos 14 días 3para esas cuatro curvas, las de precios y demandas. Pues bien, los precios  máximos han resultado en 2013 un 55% más caros, y los mínimos un 80% más caros, para unas demandas máximas y mínimas prácticamente idénticas. Y el hecho de que la subida de precios sea mayor en los mínimos de demanda va a hacer que, en los próximos comentarios sobre la cobertura de la oferta eléctrica, me dedique a los momentos de mínima demanda de cada día, cuando todo sobra y hay mercados eléctricos europeos en los que aparecen precios negativos.

El problema está en la oferta, no en la demanda: Es cierto que ha habido menos viento, menos agua fluyente y menos nuclear, pero ya hemos tratado en otras ocasiones que, a efectos de la formación de precios, los tres ofrecen a precio cero para garantizar que el mercado asume toda su producción, y que al final son los ciclos combinados los que tienden a fijar precios en el pool, dado que son los mejor preparados para ajustarse a las oscilaciones del viento. ¿Es que esa falta de agua, viento y nuclear nos ha llevado a rozar los límites de capacidad de las centrales para justificar esas fuertes subidas? Pues no, ni en las demandas máximas ni en las mínimas, pero en los momentos de precios mínimos, que han subido un 80% respecto de los mismos 14 días en 2012, las demandas han sido del orden de 22.000 MW, sólo un 20% de la potencia total instalada, y con un aporte medio de los ciclos combinados del orden 2.600 MW, para una potencia total instalada en ciclos de más de 25.000 MW. Es decir, e insisto, el problema no lo ha creado la demanda ni de lejos.

Para algunos colegas a los que he consultado, el motivo hay que buscarlo en la situación del gas en España, con escasez y precios al alza debido al desvío de metaneros hacia mercados con el precio más caro que el nuestro. Sin profundizar en el tema, a mi me parece que el razonamiento es coherente, y lo voy a tener en cuenta.

¿No debería la reforma eléctrica abordar el diseño del mercado?: Un mercado real se justifica a si mismo cuando cumple simultáneamente con dos condiciones básicas, ofrecer a los proveedores eficientes rentabilidad suficiente a largo plazo, y a los consumidores precios competitivos, también a largo plazo, y a mi me parece que nuestro mercado eléctrico no está garantizando ninguna de las dos, más bien al contrario. Y lo que ha pasado estas dos semanas no lo contradice, al revés, porque vuelve a poner de manifiesto que la demanda real no juega en el mercado pool porque es inelástica a los precios a corto plazo, con lo que no es cierto que los precios pool respondan al juego oferta-demanda, porque una fábrica no se puede poner en marcha o parar en función del precio del pool de cada día, y una casa tampoco, y como estamos en una isla eléctrica todo es más complicado. Y lo hemos visto, los precios medios de esas dos semanas han resultado nada menos que un 60% más caros que los del año pasado, pero las demandas han sido las mismas. Y yo me pregunto, ¿es normal que un poco de viento o de agua disloquen los precios del mercado de referencia? Si la respuesta es si, puede el pool ser mercado de referencia?. Y más preguntas:   ¿si estuviésemos en un mercado eléctrico UE real, habría pasado esto?¿si un cliente español pudiese contratar sin problemas con un proveedor austriaco, o alemán, o francés, o noruego, habría pasado esto?¿si en España fuesen normales los contratos a largo plazo proveedor-cliente final, habría pasado esto?¿si estuviésemos realmente interconectados vía gasoductos suficientes con el mercado de gas centroeuropeo, habría pasado esto?

Dicho de otra manera, como la electricidad es como es, imprescindible y no almacenable,  y como las conexiones eléctricas y de gas con el resto de la UE no serán suficientes en años, o lustros, la idea de un mercado real UE de electricidad y gas va para muy largo, luego: ¿no es imprescindible replantear las bases de la contratación eléctrica en España para que se cumplan los dos principios antes indicados, rentabilidad para los ofertantes y competitividad para los demandantes, o sea competencia real entre los proveedores y capacidad real de los consumidores para negociar sus precios eléctricos de tu a tu con cualquier proveedor, tanto a corto como a largo plazo?. Obviamente, mi respuesta es que si, que es necesario que la reforma eléctrica incluya todo esto en sus objetivos, teniendo en cuenta las características de la electricidad, la mezcla electricidad-medioambiente-CO2, nuestra condición de isla y la imprescindible necesidad de precios eléctricos competitivos con senda a largo plazo transparente y de garantizar inversiones suficientes por parte de los proveedores.

Respecto de esto último, hay una cosa que me empieza a preocupar. En este mundo globalizado y lleno de multinacionales, es normal escuchar que, a pesar de las crisis, algunas de nuestras multinacionales llegan a resultados positivos gracias al negocio fuera de España. Pues bien, en el caso de las multinacionales eléctricas que operan en España, el problema es que tienen necesariamente que invertir en nuestro país para garantizar suministro a largo plazo. En electricidad, mientras sigamos aislados, no vale con el retorno de las ganancias si no hay compromiso de inversiones suficientes en nuestro territorio y con garantía de precios competitivos, para no echar a las multinacionales no eléctricas.